Nucléaire et renouvelables

Page mise à jour le 2 mars

Analyse de dossier

Analyse du premier article du dossier Nucléaire et renouvelables dans le numéro de janvier-février 2017 de la Revue Générale Nucléaire.

  • Le GIEC recommande que dans 35 ans, 80% de l’électricité mondiale devra être bas carbone (contre 32% aujourd’hui). Dans le même temps, la demande d’électricité mondiale devrait doubler.
  • Les 3 composantes sont rappelées : nucléaire (EN), renouvelables (ENR) et stockage du CO2 (CSC)
  • Lors de la COP21, seuls 8 scénarios de décarbonation, sur les 1200 envisagés, présentent de manière concomitante la limitation du réchauffement climatique à 2°C et une sortie du nucléaire.
  • Rappel des émissions de CO2 selon la filière (en g/kWh) : nucléaire (12), éolien terrestre (11), éolien en mer (12), photovoltaïque (40-45), gaz (400-500), charbon (1000).
  • Défauts des ENR : coûts des réseaux plus élevés, gestion de la variabilité (back-up, stockage, effacements…).
  • Le pilotage des centrales est souple : un réacteur du parc français peut varier de 100% à 20% de sa puissance en une demie-heure et remonter aussi vite après un palier de deux heures.
  • Le kWh électrique français émet 57 g de CO2, contre 400 g en Allemagne.
  • Promotion du maintien du parc de centrales nucléaires existant. Coût du Grand Carénage : 10 €/MWh.
  • Part de l’électricité dans les usages d’énergie : voiture électrique, pompes à chaleur…
  • Fabrication de panneaux photovoltaïques (en France) grâce à l’énergie bas carbone contribuera à abaisser les rejets de CO2 pour cette filière.
  • Coûts de production du MWh électrique aux bornes des centrales, pour les différentes filières (en €/MWh) : EPR (60-70), Éolien (déjà à ce niveau),  photovoltaïque (40-50 entre 2025 et 2030).
  • La baisse de la consommation constatée actuellement fait craindre une baisse du nucléaire si les ENR se développent. N’est-ce pas ce qui est prévu par la loi de transition énergétique (NDLR) ? Cette baisse entraînerait le recours aux énergies fossiles pour palier le défaut d »intermittence des ENR.
  • Existence d’un Programme Pluriannuel de l’Énergie (PPE) établi sur cinq ans.
  • Question essentielle : quelle part d’ENR peut-on mettre dans un mix électrique ? Jusqu’où peut-on aller ? Difficile de répondre en raison des incertitudes qui pèsent sur les évolutions du coût du nucléaire, des ENR, des technologies de stockage, des smart grids et des réseaux. Orientations prises par les voisins et marché de l’électricité jouent aussi un rôle.
  • Trois formes de complémentarité : technique (par la flexibilité du nucléaire) ; systémique (via l’innovation), stratégique et climatique (pour construire le mix bas carbone de demain).

LCOE : Coût actualisé de l’énergie
ENRI : Énergies Renouvelables Intermittentes (éolien, photovoltaïque)

Un article intéressant de Jean-Marc Jancovici sur le mix EN-ENR. L’auteur fait l’analyse suivante : la variabilité des ENRI fait qu’on ne peut pas se passer des énergies pilotables pour palier leur intermittence. Parmi celles-ci, seules l’énergie nucléaire et l’énergie hydraulique sont bas-carbone. Il est nécessaire de maintenir une puissance installée pour ces énergies, équivalente aux pics de consommation. Autrement dit, conserver les 63 GW de nucléaire.

Analyse de la deuxième partie du cours :

  • Étude de R&D à EDF : à l’horizon 2030-2040, 60% d’ENR dont 40% d’ENRI. On en déduit : 20% d’hydraulique et 40% d’EN.
  • L’étude part du principe que l’on ne stocke pas l’électricité produite par les ERNI.
  • En Europe, l’éolien produit en moyenne 30% de la consommation électrique. En fonction des conditions météorologiques, cela peut varier de 10% à 100%. La saisonnalité est favorable : la production en hiver est le double de la production en été => correspond donc à la saisonnalité de la demande en électricité.
  • Pour le photovoltaïque, on constate un facteur de 1 à 4 entre la production en été et en hiver.
  • Les moyens complémentaires doivent être flexibles.

Bibliographie